景 琛

（中国石化华北油气分公司采气一厂，河南 郑州 450006）

0 引言

1 太1段气藏生产动态

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，为一个宽缓的西倾单斜［1-3］。大17井区位于大牛地气田东南部，面积为226 km2，自下而上发育石炭—二叠系太原组、山西组的太1段、太2段、山1段、山2段等多套含气层系。其中，太1层是大17井区的主力开发层系，动用储量22.13×108m3，沉积相以障壁砂坝沉积为主，孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主，孔隙度介于4.3%～18.3%，渗透率介于0.1～2.0 mD，原始地层压力系数为0.93，为低渗透率、致密、无边底水定容弹性驱动岩性气藏［4-5］。目前大17井区太1段气藏总井数为16口，累计产气量为3.1×108m3，采收率为14%，远低于其他层系。因此有必要进行生产动态分析，明确产能主控因素，有针对性地制定开发调整对策，以期提高气藏采收率。

大17井区太1段气藏共有开发井16口，其中水平井11口、直井5口。目前平均油压为2.7 MPa，平均套压为3.9 MPa，日产气量为12.0×104m3，日产液量为7.3 m3。其中，水平井日产气量为10.1×104m3，占气藏总产量的85%；直井日产气量为1.9×104m3，仅占气藏总产量的15%。考虑到直井产量低，且均为多层合采井，产量劈分难度大［6-7］。因此，笔者主要分析11口水平井的生产动态特征，在气藏开发形势分析的基础上结合生产现状对气井进行分类，明确各类气井的生产动态特征［8-10］。

1.1 气藏开发形势

根据11口水平井的归一化生产曲线表明，太1段气藏气井开发可分为4个阶段（图1）：①稳产阶段为1年，阶段累产气量达动态储量的10.2%，单井弹性产率为83×104m3／MPa；②递减阶段为2～3年，年递减率可达20%，弹性产率为185×104m3／MPa；③增压稳产阶段为1年，弹性产率初期小，后期增大至201×104m3／MPa；④低压低产阶段年递减率为10%，弹性产率为303×104m3／MPa。目前气井均处于低压低产阶段。

图1 太1段气藏11口水平井归一化曲线图

1.2 开发现状

太1段气藏11口水平井均位于障壁砂坝中部，但生产特征存在明显差异。根据气井目前产量以及累计产量绘制开采现状图（图2），结合气井生产动态、液气比、动态储量等参数，可将太1段气藏水平井分为两类：Ⅰ类井（8口）主要位于障壁砂坝南侧，初期产量为2.5×104m3／d，稳产期为1～2年，目前平均油压为2.55 MPa、套压为3.50 MPa，日均产气量为1.05×104m3，累计产量均高于2 000×104m3，平均为2 778×104m3，液气比为1.09 m3／104m3，动态储量为4 721×104m3，采出程度为59%，生产效果相对较好。Ⅱ类井（3口）主要位于障壁砂坝北侧，初期产量为1.25×104m3／d，稳产期不到90 d，目前平均油压为2.6 MPa、套压为3.6 MPa，日均产气量为0.58×104m3，累计产量均低于2 000×104m3，平均为1 472×104m3，液气比为1.5 m3／104m3，动态储量为3 149×104m3，采出程度为47%，生产效果相对较差。

图2 大17井区太1层开采现状图

2 产能主控因素

大17井区太1段气藏11口水平井的完井方式及压裂工艺相同，均采用裸眼预置管柱完井，压裂工艺为裸眼封隔器卡封分段加砂压裂，压裂规模及施工排量相近，11口井的施工工艺无明显区别，对气井产能的影响相近。因此，笔者主要从沉积、构造等地质因素分析对气井产能的影响，明确产能主控因素。

2.1 储层特征

太1段气藏11口水平井均位于砂坝中部储层厚度较大的区域，水平段储层厚度均在12 m以上，Ⅰ、Ⅱ类井储层厚度无明显差异。分别在Ⅰ、Ⅱ类井中选取典型井，分析储层特征差异，明确储层物性、电性与气井产能的关系。

从Ⅰ类井中选取典型井XX-215井，测井综合曲线如图3所示，实钻岩性以中粗石英砂岩为主，储层厚度为16.7 m，自然伽马（GR）曲线以低幅平滑箱形为主，GR值在60 API以下，电阻率较高，深侧向电阻率介于40～90Ω·m，孔隙度介于8.0%～13.7%，渗透率介于0.63～1.62 mD，含气饱和度大于52%，束缚水含量较低，物性较好。该井于2015年10月13日投产，投产初期稳定产气量为3.0×104m3／d，产液量为11.2 m3／d，累产气量为2 963×104m3，累产液量为4 752 m3，液气比为1.6 m3／104m3，生产效果较好。

从Ⅱ类井中选取典型井XX-114井，测井综合曲线如图4所示，实钻岩性以中砂岩为主，储层厚度为17.9 m，GR曲线齿化严重，GR值介于60～100 API，深侧向电阻率介于30～50Ω·m，孔隙度介于5.2%～10.4%，渗透率介于0.26～1.27 mD，含气饱和度低于60%，束缚水含量较高，物性较差。该井于2015年1月13日投产，投产初期稳定产气量为1.5×104m3／d，产液量为11.2 m3／d，累产气量为1 290×104m3，累产液量为4 395 m3，液气比为3.4 m3／104m3，生产效果较差。

图4 XX-114井测井综合曲线图

综合分析可知，Ⅰ、Ⅱ类井储层厚度无明显区别，但储层物性存在差异，Ⅰ类井GR曲线以低幅平滑箱形为主，电阻率较高，孔隙度、渗透率均较高，物性较好。Ⅱ类井GR曲线齿化严重，电阻率较低，物性较差，含水量较高。

2.2 沉积特征

根据太1段气藏沉积相特征、物源特征，并结合现代障壁砂坝沉积模式可知：迎水面水动力强，海水反复冲刷，砂体陡，物性好；背水面水动力弱，砂体缓，物性差［11-13］。综合分析认为沉积模式不同导致Ⅰ、Ⅱ类井的储层物性存在明显差异：Ⅰ类井处于迎水面，储层物性好，电阻率高，产量高，液气比低，累计产量高，是老区调整有利区；Ⅱ类井处于背水面，物性差，内部泥岩夹层发育、电阻率低，束缚水含量高导致液气比高，影响气井产能释放（图5）。

图5 大17井区太1层沉积相图

2.3 构造特征

大17井区整体为北东高—南西低的平缓单斜，局部发育鼻状隆起，未形成较大的构造圈闭。通过与开发现状图耦合，发现构造变化与气井产能、液气比无明显的相关性（图6）。

图6 大17井区太1层顶面构造图

3 开发调整对策

大17井区太1段气藏气井产能主要受沉积控制，障壁砂坝迎水面储层物性好，气井产能高，为老区调整有利区，通过加密调整进一步提高气藏采收率。同时，部分井井筒内积液影响气井生产，需要进一步优化生产制度［14-15］。

3.1 加密调整

针对大17井区太1段气藏砂坝迎水面有利区，优选砂坝西南部井控程度较低的区域，通过储层精细刻画、井网井距论证，部署1口水平井XX-P22，提高井网控制程度。XX-P22井实钻水平段1 434 m，砂岩长1 302 m，显示段长1 257 m，平均全烃含量为31.7%，钻遇效果较好。采用密切割大规模压裂，投产后油压为8.8 MPa，套压为12.7 MPa，日产气量为5.0×104m3，预计新增经济可采储量0.91×108m3，提高气藏采收率4.1%。

3.2 生产制度优化

针对11口水平井开展了18井次压力监测，分析井筒内压力梯度、地层压力特征，筛选5口积液井，针对性地调整泡排、优化气井工作制度，产量恢复至1.1×104m3／d。

以XX-101井为例，2021年4-5月因地面原因关井导致井内积液，产量降至0.3×104m3／d。经过多次优化站内泡排、两次气举复产，目前产量恢复至0.9×104m3／d（图7）。

图7 XX-101井生产动态曲线图

4 结论

1）根据气井生产动态特征，可将大17井区太1段气藏水平井分为两类：Ⅰ类井共8口，位于障壁砂坝南侧，初期产量为2.5×104m3／d，累计产量均高于2 000×104m3，动态储量高、液气比低，生产效果较好；Ⅱ类井共3口，位于障壁砂坝北侧，初期产量为1.25×104m3／d，累计产量均低于2 000×104m3，动态储量低、液气比相对较高，生产效果较差。

2）大17井区太1段气藏产能主要受沉积特征控制：Ⅰ类井处于迎水面，储层物性好，内部泥岩夹层少、电阻率高，生产效果好，是老区调整有利区；Ⅱ类井处于背水面，物性差，内部泥岩夹层发育、电阻率低，束缚水含量高导致液气比高，影响气井产能释放。

3）砂坝迎水面是老区调整有利区，通过部署加密井，可有效提高井网控制程度；5口井筒积液井通过加强动态监测、优化生产制度，保持气井稳产，提高气藏采收率。